Методы исследования нефтяных скважин при установившемся потоке
В результате выполнения работы произведена оценка и детальный анализ применяемых методов исследований нефтяных скважин при установившемся потоке, описано для чего производятся исследования и какие параметры определяют в результате обработки исследований.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 06.05.2024 |
| Размер файла | 3,1 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Министерство науки и высшего образования российской федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет"
Высшая инженерная школа EG
Кафедра "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"
Курсовая работа
по дисциплине "Подземная гидромеханика нефтяного пласта"
На тему: "Методы исследования нефтяных скважин при установившемся потоке"
Выполнил:
студент группы ЭДНб- 21-2
Сайпудинов М.Г.
Проверил:
доцент, к.т.н.
Забоева М.И.
Тюмень, 2024
Министерство науки и высшего образования российской федерации
Федеральное государственное бюджетное
образовательное учреждение высшего образования
"Тюменский индустриальный университет"
Высшая инженерная школа EG
Кафедра "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ
Обучающемуся Сайпудинову Магомеду Гаджиевичу
1. Тема работы утверждена приказом от "15" февраля 2024 г. № 03-1300-04-05/5
на тему: "Методы исследования нефтяных скважин при установившемся потоке"
2. Исходные данные к работе:
2.1. Методические указания к работе
2.2. Лекции по курсу Подземная гидромеханика нефтяного пласта
2.3. Басниев К.С. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993.
2.4. Щелкачёв В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. ? Москва 2001.
Дата выдачи задания: "06" февраля 2024 г.
Обучающийся: _____________/ М.Г. Сайпудинов /
(подпись) (И.О. Фамилия)
Руководитель работы: _____________/ М.И. Забоева /
(подпись) (И.О. Фамилия)
Аннотация
Курсовая работа бакалавра по теме "МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПРИ УСТАНОВИВШЕМСЯ ПОТОКЕ" состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающих 10 наименований. Работа изложена на 49 страницах машинописного текста, включающего 15 рисунков. нефтяной скважина поток
Ключевые слова: ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН, РЕЖИМЫ ФИЛЬТРАЦИИ, ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН.
В результате выполнения работы произведена оценка и детальный анализ применяемых методов исследований нефтяных скважин при установившемся потоке, описано для чего производятся исследования и какие параметры определяют в результате обработки исследований. В работе также приведены основные преимущества и недостатки методов исследований при установившемся режиме фильтрации.
Abstract
The bachelor's course work on the topic "METHODS OF OIL WELL RESEARCH AT STEADY FLOW" consists of an introduction, 4 sections, main conclusions and recommendations, a list of sources used, including 10 names. The work is presented on 49 pages of typewritten text, including 15 figures.
Keywords: HYDRODYNAMIC STUDIES OF WELLS, FILTRATION MODES, INTERPRETATION OF OIL WELL RESEARCH DATA.
As a result of the work, an assessment and detailed analysis of the applied methods of oil well research at steady flow was carried out, it is described for what the research is carried out and what parameters are determined as a result of processing the research. The paper also presents the main advantages and disadvantages of research methods in the steady-state filtration mode.
План
Введение
1. Цели гидродинамических методов исследования скважин
1.1 Промыслово-геофизические исследования
1.2 Скважинные дебито- и расходометрические исследования
1.3 Термодинамические исследования
1.4 Гидродинамические методы исследования
1.5 Условия применения гидродинамических исследований скважин и пластов
2. Технология исследования скважин
3. Приборы и оборудование для исследования
4. Исследования при установившихся режимах работы
Заключение
Список использованных источников
Введение
Под гидродинамическими исследованиями скважин (ГДИС) понимается система мероприятий, проводимых на скважинах по специальным программам: замер с помощью глубинных приборов ряда величин (изменения забойных давлений, дебитов, температур во времени и др., относящихся к продуктивным нефтегазовым пластам), последующая обработка замеряемых данных, анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках - параметрах пластов и скважин и т д.
Целью данной курсовой работы является изучение методов исследования нефтяных скважин при установившемся потоке, которую предполагается достичь путем решения следующих задач:
1. Изучения физики основных процессов при установившемся потоке,
2. Описания последовательности проведения исследований,
3. Применения расчетных формул для получения результата.
За последние годы были разработаны дистанционные высокоточные глубинные электронные манометры с пьезокварцевыми датчиками давления и глубинные комплексы с соответствующим компьютерным обеспечением (так называемые электронные манометры второго поколения) Применение таких манометров и комплексов позволяет использовать при анализе новые процедуры, резко улучшающие качество интерпретации фактических данных и количественно определяемых параметров продуктивных пластов. Особо остро стоят эти вопросы при разработке сложно построенных месторождений, при бурении, эксплуатации и исследовании горизонтальных скважин.
В общем комплексе проблем разработки месторождений углеводородов важное место занимает начальная и текущая информация о параметрах пласта - сведения о продуктивных пластах, их строении и коллекторных свойствах, насыщающих флюидах, геолого-промысловых условиях, добывных возможностях скважин и др. Объем такой информации о параметрах пласта весьма обширен.
Источниками сведений о параметрах пласта служат как прямые, так и косвенные методы, основанные на интерпретации результатов исследований скважин геолого-геофизических исследований, лабораторных изучений образцов породы (кернов, шлама) и проб пластовых флюидов при различных термобарических условиях (исследования РVТ, изучаемой физикой пласта), данных бурения скважин и специального моделирования процессов фильтрации ГДИС. Обработка и интерпретация результатов ГДИС связана с решением прямых и обратных задач подземной гидромеханики. Учитывая, что обратные задачи подземной гидромеханики не всегда имеют единственные решения, существенно отметить комплексный характер интерпретации данных ГДИС с широким использованием геолого-геофизических данных и результатов лабораторных исследований РVT.
Литературный обзор.
Жидкости и газы движутся в продуктивных пластах в различных по размерам и форме каналах, образованных системой сообщающихся пор или трещин. Такое движение в поровой или трещинной среде называется фильтрацией.
Скорость фильтрации w равна отношению объемного расхода жидкости (газа) через поперечное сечение рассматриваемого элемента пористой среды Q к площади нормального к направлению движения сечения этого элемента F:
Скорость фильтрации отличается от истинной скорости движения жидкостей или газов. Для определения скорости движения v необходимо объемный расход Q разделить на площадь нормального к направлению движения поперечного сечения поровых каналов или (и) трещин Fпор:
Первые исследования фильтрации жидкости в пористых средах проведены французскими инженерами Дарси и Дюпюи, работы которых положили начало теории фильтрации. При изучении движения воды через песчаные фильтры установлена экспериментальная зависимость:
где Q - объемный расход жидкости через фильтр длиной L и площадью поперечного сечения F, Н - разность напоров, ДH/L - гидравлический уклон; kф - коэффициент фильтрации (коэффициент пропорциональности), представляющий собой скорость фильтрации при гидравлическом уклоне, равном единице. Коэффициент фильтрации имеет размерность скорости.
В СИ за единицу проницаемости в 1 м 2 пронимается проницаемость пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м 2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па•с составляет 1 м 3/с.
Границы применимости закона Дарси. Закон Дарси справедлив при соблюдении следующих условий:
а) скорость фильтрации и градиент давления малы;
b) изменение скорости фильтрации и градиента давления малы.
При повышении скорости движения жидкости закон Дарси нарушается из -за увеличения потерь давления на эффекты, связанные с инерционными силами: образование вихрей, зон срыва потока с поверхности частиц, гидравлический удар о частицы и т.д. Это так называемая верхняя граница. Закон Дарси может нарушаться и при очень малых скоростях фильтрации в процессе начала движения жидкости из-за проявления неньютоновских реологических свойств жидкости и её взаимодействия с твёрдым скелетом пористой среды. Это нижняя граница.
Верхняя граница. Критерием верхней границы справедливости закона Дарси обычно служит сопоставление числа Рейнольдса Re=wa /м с его критическим значением Reкр, после которого линейная связь между потерей напора и расходом нарушается. В выражении для числа Re: w - характерная скорость течения: а - характерный геометрический размер пористой среды; - плотность жидкости. Имеется ряд представлений чисел Рейнольдса, полученных различными авторами при том или ином обосновании характерных параметров. Наиболее часто в нефтегазопромысловой практике применяется зависимость Щелкачёва:
где Reкр = 1-12.
Скорость фильтрации uкр, при которой нарушается закон Дарси, называется критической скоростью фильтрации. Нарушение скорости фильтрации не означает перехода от ламинарного движения к турбулентному, а вызвано тем, что силы инерции, возникающие в жидкости за счёт извилистости каналов и изменения площади сечения, становятся при u > uкр соизмеримы с силами трения.
Нижняя граница. При очень малых скоростях с ростом градиента давления изменение скорости фильтрации не подчиняется закону Дарси. Данное явление объясняется тем, что при малых скоростях становится существенным силовое взаимодействие между твердым скелетом и жидкостью за счет образования аномальных, неньютоновских систем, например, устойчивые коллоидные растворы в виде студнеобразных плёнок, перекрывающих поры и разрушающихся при некотором градиенте давления н, называемого начальным и зависящим от доли глинистого материала и величины остаточной водонасыщенности. Имеется много реологических моделей неньютоновских жидкостей, наиболее простой из них является модель с предельным градиентом.
Выдающийся вклад в развитие теории фильтрации в нефтегазоводоносных пластах внесли советские ученые: Л.С. Лейбензон (1879-1951 гг.) - основатель советской школы ученых и специалистов, занимающихся развитием теории фильтрации применительно к проблемам разработки нефтяных и газовых месторождений, академик С.А. Христианович, профессоры Б.Б. Лапук, И.А. Чарный, В.Н. Щелкачев. Огромное значение для развития технологий нефтеотдачи сыграли работы по теории фильтрации крупнейшего американского специалиста М. Маскета и работы С. Бакли и М. Леверетта по основам теории двухфазной фильтрации. Математические модели однофазной фильтрации Поровое пространство осадочных горных пород - сложная система сообщающихся между собой пустот. Пористость определяется как отношение объема пустот к общему объему образца. Размеры пор составляют единицы или десятки мкм. Различают открытую или эффективную пористость - пористость, доступную для свободных флюидов, исключая закрытую пористость и поровое пространство, занятое связанной водой и рассеянными глинистыми частицами. Флюиды занимают в породе межзерновые пустоты (поры), образующиеся за счёт неполного контакта твёрдых частиц, слагающих горную породу, а также 9 каверны и трещины, образующиеся в горной породе за счёт внешних воздействий или в результате постседиментационных процессов. По этим особенностям коллекторы можно разделить на два вида: поровые и трещинные. Движение флюида происходит с очень малыми скоростями порядка мкм в секунду. При исследовании фильтрационных течений удобно отвлечься от размеров пор и их формы, допустив, что флюид движется сплошной средой, заполняя весь объём пористой среды, включая пространство, занятое скелетом породы.
1. Цели гидродинамических методов исследования скважин
Основная цель исследования залежей и скважин - получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей "жизни" месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.
Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.).
Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К прямым относят непосредственные измерения давления, температуры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается непосредственному измерению. Эти параметры определяют косвенно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными параметрами. Косвенные методы исследования по физическому явлению, которое лежит в их основе, подразделяют на:
• промыслово-геофизические,
• дебито- и расходометрические,
• термодинамические,
• гидродинамические.
При промыслово-геофизических исследованиях с помощью приборов, спускаемых в скважину посредством глубинной лебедки на электрическом (каротажном) кабеле, изучаются:
• электрические свойства пород (электрокаротаж),
• радиоактивные (радиоактивный каротаж - гамма-каротаж, гаммагамма-каротаж, нейтронные каротажи),
• акустические (акустический каротаж),
• механические (кавернометрия) и т. п.
1.1 Промыслово-геофизические исследования
Промыслово-геофизические исследования - позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефте-, водо-, газонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, литологию и глинистость пород, положения водонефтяного контакта (ВНК), газонефтяного контакта (ГНК) и их продвижения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радиоактивных изотопов, индикаторные методы и др.), выявить работающие интервалы пласта, установить профили притока и поглощения (скважинная дебито- и расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (качество цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудования, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, осадка и др.). Эти исследования выполняют геофизические организации. К геофизическим исследованиям относят также скважинные дебито- расходометрические и термодинамические исследования.
1.2 Скважинные дебито- и расходометрические исследования
Скважинные дебито- и расходометрические исследования позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих и поглощения в нагнетательных скважинах. Обычно эти исследования дополняются одновременным измерением давления, температуры, влагосодержания потока (доли воды) и их распределения вдоль ствола скважины. Для исследования на электрическом кабеле в работающую нагнетательную скважину спускают скважинный прибор - расходомер (в добывающую скважину - дебитомер), датчик которого на поверхность подает электрический сигнал, соответствующий расходу жидкости.
Прибор перемещают в скважине периодически с определенным шагом (около 1 м) от точки к точке. В каждой точке измеряется суммарный расход. По данным измерения строят диаграмму интенсивности (расходо- или дебитограмму) или преимущественно профиль поглощения (притока) жидкости, что позволяет определить работающие интервалы, их долевое участие в общем расходе (дебите) жидкости, охват разработкой по толщине пласта (отношение работающей толщины пласта к нефтенасыщенной и перфорированной), эффективность проводимых в скважине работ по воздействию на призабойную зону пласта. При наличии измерения забойного давления можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) каждого интервала или в случае исследований при нескольких режимах работы скважины - построить для них индикаторные линии.
1.3 Термодинамические исследования
Термодинамические исследования скважин позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, по которой можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов нефти при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования. Расходо- и термометрия скважин позволяют также определить места нарушения герметичности колонн, перетоки между пластами и др.
1.4 Гидродинамические методы исследования
Гидродинамические методы исследования скважин и пластов по данным о величинах дебитов жидкостей и газа, о давлениях на забоях или об изменении этих показателей, а также о пластовой температуре во времени позволяют определять параметры пластов и скважин. Определение параметров пластов по данным указанных исследований относится к так называемым обратным задачам гидродинамики, при решении которых по измеряемым величинам на скважинах (дебиты, давления, температура) устанавливаются параметры пластов и скважин (проницаемость, пористость, пъезопроводность пласта, несовершенство скважин и др.).
Целью гидродинамических исследований на стадии промышленной разведки месторождений является получение возможно полной информации о строении и свойствах пластов, необходимой для подсчета запасов и составления проекта разработки.
С помощью промысловых исследований можно получить наиболее объективные материалы о комплексе гидродинамических характеристик пласта, так как они основываются на изучении аналитических зависимостей между доступными для непосредственных измерений величинами, такими как пластовые давления, температуры, притоки жидкости и т. д.
Задача определения абсолютных значений этих величин с необходимой точностью, а также изучения характера их изменения во времени и пространстве (по разрезу и площади залежи) является основной задачей специальной области измерительной техники, связанной с проведением измерений в скважинах и получившей название глубинной. Методы и средства глубинных измерений указанных величин (исходных параметров) имеют существенные особенности, определяемые как целями и видом исследования, так и специфическими условиями эксплуатации приборов в различных скважинах.
Тенденции развития техники контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений таковы, что промысловые исследования будут иметь в последующие годы все более важное практическое значение, а служба исследований непрерывно будет совершенствоваться и расширяться. Предусмотренное усиление работ по изысканию новых, более эффективных методов разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений по значительному повышению степени извлечения нефти и газового конденсата из недр потребует для своего осуществления создания информационно-измерительных систем, обеспечивающих действенный контроль за ходом процессов выработки продуктивных пластов, а также комплекса глубинных приборов для оценки эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти и газа. Поэтому все большее значение приобретают и вопросы, связанные с методами глубинных измерений исходных параметров, теоретическими и физическими принципами создания глубинных приборов, техникой проведения измерений в скважинах.
1.5 Условия применения гидродинамических исследований скважин и пластов
Информация, получаемая по данным промыслово-геофизических исследований скважин и лабораторных исследований образцов горных пород, недостаточно точно характеризует свойства пласта в целом или те свойства, которые резко могут изменяться по площади его распространения, т.к. объем исследуемой зоны составляет незначительную долю от объема пласта. Кроме того, определение комплексных гидродинамических параметров (?,ч) расчетным путем по данным геофизических и лабораторных исследований, как правило, не позволяет получить достоверную информацию об осредненных значениях ? и ч пласта в районе исследуемой скважины или на участках между несколькими скважинами.
В этом смысле существенное преимущество перед геофизическими и лабораторными методами изучения пластов имеют гидродинамические исследования, основанные на непосредственных измерениях дебита, давления и расстояния между скважинами.
По данным гидродинамических исследований можно определить численные значения параметров, характеризующих гидродинамические свойства скважин и пластов, а также определить особенности их строения (наличие неоднородностей, непроницаемых границ).
В то же время, имея дополнительные данные, получаемые по результатам лабораторных и геофизических исследований о вязкости жидкости и толщине пласта, можно достаточно точно определить осредненную проницаемость пласта в районе исследуемой скважины или на участке между двумя скважинами.
2. Технология исследования скважин
Традиционные методы гидродинамических исследований, такие как методы восстановления давления и установившихся отборов в большинстве случаев неприменимы для исследований малодебитных скважин, вскрывающих низко проницаемые коллектора Приобского месторождения. Причиной этого является невозможность соблюдения технологий исследований указанными методами, в частности, невозможность создания нескольких пли хотя бы одного устойчивого режима работы добывающей скважины.
Согласно технологии центра "Информпласт" (ВНИИнефть) в течение достаточно длительного промежутка времени (2-З суток и более) производится наблюдение за режимом работы скважины. В процессе работы скважины регистрируется во времени изменение следующих параметров: забойных давления и температуры, буферного и затрубного давлений на устье скважины, а также дебита скважины на замерной установке на поверхности. Измерения на забое скважины производятся дистанционными приборами, что позволяет в процессе временных измерений определять режим работы скважины. Затем, в зависимости от режима работы выбираются методы и технология дальнейших исследований данной скважины.
Большинство скважин на месторождении, эксплуатирующихся фонтанным способом, являются периодически фонтанирующими. В аналогичном режиме работают и многие скважины, оборудованные погружными насосами. В процессе исследований определяются средние значения времени фонтанирования; времени подъема уровня до устья с момента прекращения фонтанирования; забойного давления, при котором начинается фонтанирование и забойного давления, при котором начинается подъем уровня. Все эти характеристики периодического фонтанирования необходимо знать при обработке регистрируемой впоследствии кривой восстановления давления (КВД). Они необходимы для воссоздания истории работы скважины в последние несколько суток перед закрытием ее на КВД.
Если скважина работает в режиме периодического фонтанирования, то производится оценка участков роста давления после прекращения фонтанирования. Если на этих участках происходит рост уровня в скважине, длина участков достаточно продолжительна (не менее 10-15 часов), амплитуда изменения давления достаточно велика (не менее 15-20 ат) и кривые достаточно гладкие, то эти участки роста давления могут быть использованы для обработки по методу прослеживания уровня.
Если же эти участки роста давления не соответствуют указанным выше условиям, то для исследований скважины методом прослеживания уровня необходимо использовать компрессирование скважины. Бывают случаи, когда по каким-либо причинам невозможно использовать компрессор. Если при этом в скважине имеется высокое затрубное давление порядка 30-40 ат, то снижение уровня в стволе скважины для проведения исследований методом прослеживания уровня можно получить в результате разрядки затрубного пространства в линию.
После завершения исследований методом прослеживания уровня при периодическом фонтанировании проводится исследование методом восстановления давления. При постоянном фонтанировании, согласно обычной технологии, скважина закрывается на КВД после последнего режима исследований методом "установившихся" отборов. При периодическом фонтанировании скважина закрывается на КВД после подъема уровня до устья скважины, т.е. перед началом ее фонтанирования.
Так как условия, при которых проводятся измерения параметров в скважинах, существенно отличаются от условий работы измерительных приборов общепромышленного назначения, приборы для глубинных измерений следует рассматривать как отдельную группу средств измерительной техники.
Наиболее существенными являются следующие особенности работы глубинных приборов:
1. Измерения проводятся на значительном удалении от места наблюдения за показаниями приборов: глубина спуска прибора в скважину достигает 7000 м.
2. Прибор (снаряд) эксплуатируется в измеряемой, среде и подвергается действию окружающего давления, температуры и коррозионных жидкостей. В связи с увеличением глубин бурения, а также с необходимостью контроля различных процессов по интенсификации добычи нефти и газа, давление окружающей среды может достигать 1000--1500 кгс/см 2, а температура до 300--400° С.
3. Прибор спускается на проволоке или кабеле в затрубное пространство или в трубы диаметром 37--63 мм.
4. При спуске прибора в скважину через трубы на него действует выталкивающая сила тем большая, чем выше скорость встречного потока жидкости или газа и меньше проходное сечение между внутренней стенкой трубы и корпусом прибора. В отдельных случаях спуск глубинного прибора в действующие скважины представляет сложную техническую задачу.
5. Во время спуска и подъема прибор подвергается ударам, а во время работы, например, в скважине, оборудованной установками погружных электронасосов, и действию вибрационных нагрузок.
6. Время пребывания прибора в месте измерения в зависимости от вида проводимых исследований и способа эксплуатации скважин составляет от нескольких часов до нескольких месяцев.
7. Среда, в которой находится прибор, как правило, представляет собою многофазную жидкость, содержащую нефть, газ, воду и механические включения (песок, шлам и т. д.) с различными физико-химическими свойствами (плотность, вязкость, наличие солей и т. д.).
В соответствии с указанными выше особыми условиями работы к конструкции глубинных приборов предъявляется ряд требований. Вследствие воздействия на них встречного потока жидкости или газа и необходимости спуска в геометрически ограниченное пространство наружный диаметр корпуса приборов в основном не должен превышать 32--36 мм, а при спуске через 37-мм трубы или в затрубное пространство - 20--25 мм. Длина его также ограничена: обычно не превышает 2000 мм, так как увеличение ее сверх этого предела значительно осложняет операции, связанные с подготовкой прибора к спуску в фонтанные скважины. Кроме того, должна быть обеспечена полная герметичность внутренней полости прибора от внешнего давления. Особые требования предъявляются также к устройствам, расположенным в глубинном приборе и эксплуатируемым в условиях повышенной температуры, ударов и вибраций.
По способу получения измерительной информации глубинные приборы делятся на:
а) автономные, результаты измерения которых можно получить только после извлечения их из скважины;
б) дистанционные, обеспечивающие передачу сигнала измерительной информации по кабелю.
Выпускаемые промышленностью автономные (самопишущие) скважинные манометры широко используют для исследования добывающих и нагнетательных скважин, а также для испытаний с помощью трубных испытателей пластов.
Манометр типа МГН-2 с многовитковой трубчатой пружиной, принципиальная схема которого приведена на рисунке 2.1, предназначен для измерения давления в добывающих скважинах. Давление в скважине через отверстие в корпусе 9 передается жидкости заполняющей внутреннюю полость разделительного и манометрической трубчатой пружине (геликсу) 8. Под действием измеряемого давления свободный конец геликса поворачивает ось 7, на которой жестко крепится пластинчатая пружина с пишущим пером 6. Перо чертит на бланке, вставленном в каретку 5, линию, длина которой пропорциональна измеренному давлению.
Рисунок 2.1 - Схема глубинного геликсного манометра типа МГН-2 (МГИ-1М).
Рисунок 2.2 - Геликсный манометр типа МГТ-1.
Для получения непрерывной записи давления каретка соединяется с гайкой 2, которая перемещается поступательно по направляющей 3 при вращении ходового винта 4. Равномерное вращение винта осуществляется с помощью часового привода 1.
Пружинно-поршневой манометр МПМ-4 предназначен для исследования скважин, оборудованных насосами, через затрубное пространство. Действие его основано на уравно-вешивании измеряемого давления силой натяжения винтовой цилиндрической пружины
Под влиянием скважинного давления р поршень 6 (рисунок 2.3), уплотненный резиновым кольцом 7, деформирует винтовую цилиндрическую пружину 5 и перемещается на ход, пропорциональный измеренному давлению.
Перемещение поршня регистрируется пишущим пером 8 на бланке, вставленном в барабан 9.
Рисунок 2.3 - Схемы манометров с вращающимся поршнем.
Внутренняя полость маноблока, где размещена винтовая пружина, заполнена жидкостью и предохраняется от загрязнения разделителем 4. В конце хода поршень садится на упор во избежание поломки пружины при дальнейшем повышении давления.
Для уменьшения трения в уплотнении поршня ему придается вращательное движение. В манометре МПМ-4 поршень жестко соединен с пишущим пером, а бланк установлен в неподвижном барабане. Вращение осуществляется с помощью электродвигателя 2, питаемого от батареи сухих элементов 1. Пишущее перо во время движения поршня чертит на диаграммном бланке винтовую линию.
Для получения четкой картины изменения давления частота вращения поршня уменьшается с помощью понижающего редуктора 3. Такое же медленное вращение поршня можно обеспечить, если вместо электродвигателя с редуктором применить усиленный часовой привод.
Автономные компенсационные манометры типа "Байкал-1" предназначены для измерения и регистрации небольших (до 2,5 МПа) давлений в скважинах.
Действие манометра основано на уравновешивании измеряемого давления натяжением винтовой цилиндрической пружины. В отличие от пружинно-поршневых манометров прямого действия (МПМ-4) трение в записывающем устройстве этого прибора не влияет на его погрешность и чувствительность, так как деформация чувствительного элемента служит только для замыкания электрической цепи питания электродвигателя, который перемещает пишущее перо на ход, пропорциональный измеренному давлению.
Конструктивно манометр "Байкал-1" (рисунок 2.4) состоит из преобразователя давления I, регистрирующего устройства II и блока питания III.
В качестве чувствительного элемента использованы сильфоны 16 и 18 разного диаметра, имеющие общее дно 17, которое жестко соединено штоком 15 с винтовой цилиндрической пружиной 13. Второй конец пружины навинчен на якорь 12, выполненный в виде гайки, поступательно перемещающейся по ходовому винту 11, вращаемому с помощью электродвигателя постоянного тока 6. Вал электродвигателя одним концом соединен через понижающий редуктор с промежуточным винтом 9 и далее с основным винтом 11, а вторым концом также через понижающий редуктор - с винтом 5 регистрирующего устройства.
Рисунок 2.4 - Компенсационный манометр "Байкал-1"
Рисунок 2.5 - Преобразователь давления дифманометра "Онега-1"
Измеряемое давление через разделитель 19 воздействует на кольцевую площадь сильфона большего диаметра 18, в результате чего он деформируется и перемещает шток 16 с закрепленным на нем плечом пружинного контакта 14. При этом подвижной контакт замыкает электрическую цепь питания электродвигателя, вал которого приводит во вращение ходовые винты преобразователя давления и регистрирующего устройства. При вращении винта 11 гайка 12 деформирует пружину 13 до тех пор, пока ее натяжение не станет равным усилию, действу-ющему на сильфон 18. При равенстве усилий подвижной контакт вернется в нейтральное положение и разомкнет цепь питания электродвигателя. Частота вращения вала электродвига-теля, а следовательно, и деформация пружины будут пропорциональны измеренному давлению.
Одновременно пишущее перо 4 переместится по ходовому винту 5 на расстояние, также пропорциональное частоте вращения вала, а следовательно, измеренному давлению. Таким образом, на бланке, вставленном в барабан 3 часового привода 2, будет прочерчена линия, длина которой характеризует измеренное давление. С понижением давления подвижной контакт отклонится в другую сторону и вновь замкнет цепь электродвигателя, вал которого начнет вращаться в обратную сторону до тех пор, пока усилие, действующее на сильфон, не уравновесится натяжением пружины. В этот момент подвижной контакт снова переместится в нейтральное положение и разомкнет цепь питания электродвигателя.
Для предотвращения прибора от поломки при повышении давления служат микровыключатели 7, которые прерывают цепь питания электродвигателя в крайних положениях ползуна 8, перемещающегося по промежуточному винту 9. Электрическое питание двигателя осуществляется с помощью элементов 1, установленных в блоке питания I, а реверс двигателя - с помощью электронного переключателя 10, смонтированного в блоке электродвигателя.
Комплексные приборы ВРГД-36 и Кобра-36РВ содержат преобразователи расхода и влажности, а также пакетирующее устройство. Преобразователь влагомера, в полости которого смонтирован магнитный прерыватель датчика расхода, выполнен в виде цилиндрического конденсатора.
Емкость конденсатора зависит от его геометрических размеров и диэлектрической проницаемости среды, находящейся между обкладками. Изменение диэлектрической проницаемости среды при постоянных размерах конденсатора вызывает изменение его емкости, что позволяет определять фазовое соотношение в потоке воды и нефти по известным диэлектрическим постоянным отдельно воды и нефти.
Нижний конец преобразователя влагомера используется в качестве верхней опоры оси турбинки, на которой укреплены магниты, взаимодействующие с магнитным прерывателем тока. Последовательное расположение турбинки и проточного конденсатора способствует образованию части конденсата мелкодисперсной смеси, проходящей за счет турбулизирующего эффекта вращения турбинки.
Эти приборы снабжены пакером с электромеханическим приводом, конструкция которого унифицирована с пакерующим устройством расходомера РГД-2М или Кобра-36РВ. Выходной сигнал, передаваемый на поверхность по одножильному кабелю, несет двойную информацию: о содержании воды в нефти и частоте вращения турбинки.
Частотный сигнал, модулированный по амплитуде, по кабелю поступает на вход наземного блока, где происходит его усиление и разделение на два канала.
В первом канале происходит выделение несущей частоты, характеризующей влажность потока жидкости, во втором - модулирующей частоты, характеризующей частоту вращения турбинки
Комплексный прибор "Поток-5" предназначен для измерения четырех величин: давления, температуры, расхода и влажности жидкости. Этот прибор (рисунок 2.6), опускаемый в скважину на одножильном кабеле 1, состоит из преобразователей указанных величин и пакера с электромеханическим приводом. Локатор сплошности, в который входят трансформаторы 2, включенные совместно, и электронный блок, обеспечивает точную привязку данных к разрезу скважины. Датчик давления состоит из геликсной пружины 8 и индуктивного преобразователя. Свободный конец геликса соединен с ферритовым полукольцом, входящим в катушку 4. С повышением или понижением давления в скважине ферритовый сердечник перемещается внутри катушки, изменяя ее индуктивность. В качестве преобразователей температуры использованы полупроводниковые элементы 6. Изменение сопротивления этих элементов, пропорциональное уменьшению или увеличению температуры окружающей среды, преобразуется в частоту. Расход измеряют с помощью датчика с заторможенной турбинкой 9. Поток жидкости, воздействуя на турбинку, вызывает закручивание струн на определенный угол, что приводит к перемещению ферритового полукольца 8 внутри катушки и изменению ее индуктивности. Содержание воды в нефти определяется с помощью емкостного датчика 10.
Катушки индуктивности датчиков давления и расхода входят в состав колебательных контуров LC-генераторов. Поэтому при изменении индуктивности изменяется частота выходного сигнала. Преобразование индуктивности в частоту происходит в электронных блоках 5 и 7. Датчики подключаются к наземной аппаратуре последовательно посредством вызова сигнала или автоматически через 10-12 с. При подключении по вызову время измерения неограниченно. В автоматическом режиме работы время измерения составляет 2-3 с.
Пакерующее устройство состоит из пакера, образованного металлическими пластинами 12, пары винт--гайка 15 и электродвигателя 17. Пластины пакера, образующие каркас, закреплены во втулках в два ряда. Нижняя подвижная втулка 14 соединена с гайкой, перемещающейся по ходовому винту 13, который через редуктор 16 соединен с валом электродвигателя. При открытии пакера по сигналу с поверхности гайка вначале совершает движение по винтовой линии, перемещаясь по пазу со скосом.
Рисунок 2.6 - Комплексный прибор "Поток-5"
Пластины 12 каркаса изгибаются и прижимают надетую на них оболочку к стенкам скважины. В конце хода гайка перемещается поступательно по пазу, параллельному осевой линии, в результате чего усиливается прижатие пластин к стенкам скважины. При движении гайки по винтовой линии пластины каркаса, закрепленные шарнирно на втулке 14, поворачиваются под углом к образующей. Закрытие пакера происходит в обратном порядке. Диаметр корпуса прибора составляет 40 мм при длине 2800 мм. Предел измерения давления 25 МПа, погрешность ±1,5%. Диапазоны измеряемых расходов могут быть 1--60 или 2--150 т/сут. Предел измерения температуры -100 °С с погрешностью ±1,5%. Масса глубинного прибора не более 15 кг.
3. Приборы и оборудование для исследования
При измерениях в скважинах глубиной свыше 1500 м применяют только механизированные глубинные лебедки. Для спуска приборов в скважины (с избыточным давлением на устье) на фонтанной арматуре должен быть установлен лубрикатор 1 (рисунок 3.1), представляющий собой полый цилиндр и имеющий в верхнем торце сальник для прохода проволоки или кабеля, манометр 2 и кран 4 для сообщения лубрикатора с атмосферой. К корпусу крепится направляющий и оттяжные ролики 3 для прохода проволоки или кабеля 5.
Рисунок 3.1 - Оборудование фонтанной скважины для глубинных измерений.
Установка с лебедкой располагается примерно в 25--40 м от устья. Установку ставят таким образом, чтобы вал барабана лебедей был перпендикулярен направлению движения проволоки от скважины до середины барабана. Для подготовки глубинного прибора 6 к спуску конец проволоки от лебедки 7 пропускают через сальник лубрикатора, вывинтив его предварительно из корпуса. Закрепив конец проволоки в подвесной части прибора, его помещают в корпус лубрикатора и завинчивают сальник. Сальник затягивают так, чтобы надежно уплотнить проволоку, но при этом обеспечить возможность движения ее через сальник.
Лебедка Азинмаш-8 (Азинмаш-8А и Азинмаш-8Б) монтируется на автомашине ГАЗ-66. Она предназначена для спуска и подъема в скважину измерительных приборов на глубину до 6000 м (глу- бинные манометры, термометры), а также для измерения глубины скважин и уровня жидкости в них. Привод ее осуществляется от коробки передач автомашины через карданный вал и узел цепной передачи. Для ручного подъема приборов предназначена рукоятка, смонтированная на барабане лебедки.
Техническая характеристика лебедки:
· Диаметр бочки барабана, 165 мм;
· Длина бочки барабана, 200 мм;
· Диаметр проволоки, 1,6-1,8 мм;
· Габаритные размеры: длина 1195 мм, ширина 895 мм, высота 892 мм;
· Габаритные размеры агрегата: длина 6,1 м, ширина 2,1 м высота 2,8 м;
· Масса агрегата 4320 кг;
· Масса лебедки (без проволоки) 323 кг;
Для точного отсчета глубины спуска прибора лебедка оборудована мерительным аппаратом: мерного шкива с двумя нажимными роликами, предупреждающими проскальзывание проволоки, и счетчика, связанного с мерным шкивом одной парой передаточных шестерен.
Мерительный аппарат позволяет определить глубину положения прибора с точностью до 0,1 м. Лебедка управляется рычагами.
4. Исследования при установившихся режимах работы
Исследование скважин при установившихся режимах работы заключается в последовательном изменении режима эксплуатации скважины и измерении на каждом установившемся режиме дебита Q и соответствующего ему давления Pc.
Используют:
1) При исследовании добывающих и нагнетательных скважин;
2) При фильтрации в пласте однофазной жидкости или газа, а также водонефтяной и нефтегазовой смесей.
Применяется 3 основных схемы для исследования на установившемся режиме:
· Прямой ход
· Обратный ход
· Изохронный метод
При методе прямого хода скважина работает без остановок между режимами в сторону увеличения дебита (рисунок 4.1):
Рисунок 4.1 - Схема исследования "Прямой ход"
При методе обратного хода скважина работает без остановок между режимами в сторону уменьшения дебита (рисунок 4.2):
Рисунок 4.2 - Схема исследования "Обратный ход"
При изохронном методе скважина работает с остановками между режимами в сторону увеличения или уменьшения дебита. Время остановки равно времени работы на предыдущем режиме (рисунок 4.3):
Рисунок 4.3 - Схема исследования "Изохронный метод"
1. Построение индикаторных диаграмм и расчетные формулы для обработки данных исследований нефтедобывающих скважин при установившихся режимах.
Установившийся режим работы скважины - это режим работы скважины, при котором в течении продолжительного периода времени ее забойное давление и приемистость (дебит скважины) остаются постоянными. Целью исследования нефтяных добывающих скважин при установившемся режиме работы является определение режима процесса фильтрации нефти в призабойной зоне пласта, определение гидропроводности, а также продуктивности и проницаемости призабойной зоны пласта. Основными задачами данных исследованию является нахождение зависимостей между депрессией на пласт и дебитом скважины, а также между дебитом скважины и забойным давлением.
Исследование нефтедобывающих скважин состоит из трех этапов:
1. Установление нескольких режимов работы скважины.
2. Замер всех необходимых параметров.
3. Заполнение таблицы.
4. Обработка и интерпретация полученных данных.
Изменение режима работы нефтедобывающей скважины может осуществляться двумя способами. Первый способ предусматривает установку штуцеров на устье скважины в выкидной линии, при условии ее эксплуатации фонтанным способом. Второй способ заключается в изменении режима работы насосов.
Режим работы штанговых насосов изменяется при помощи изменения числа качаний или длины хода штока, а также одновременного изменения числа качаний и длины хода штока.
Для изменения режима работы электрических центробежных насосов осуществляется при помощи уменьшения или увеличения противодавления на устье скважины (при помощи смены штуцера или прикрытия задвижки на выходе).
Режим работы нагнетательных скважин изменяется устройств, которые регулируют работу насосной станции. На втором этапе измеряют показатели таких параметров как газовый фактор скважинной продукции, дебит нефти, объем выносимой воды, внутрипластовое давление, количество выносимого песка, давление на забое скважины. Дебит нефти измеряется объемным методом, пластовое давление представляет собой как средневзвешенное по всему пласту при помощи замера в пьезометрических и простаивающих скважинах.
Забойное давление может определяться двумя способами - расчетным и прямым. На третьем этапе заполняется таблица, которой отражены пластовое давление, давление на забое скважины и другие параметры по каждому из четырех режимов.
По результатам исследований строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления Рзаб или от депрессии (Рпл-Рзаб), называемые индикаторными диаграммами (ИД).
Индикаторные диаграммы (ИД) добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс, а водонагнетательных - выше этой оси.
Обе индикаторные диаграммы (Q = f(Рзаб) и Q = f()) строят в тех случаях, когда скважины эксплуатируются при сравнительно больших депрессиях (более 0,5…1,0 МПа). Ошибки измерений при этом обычно не приводят к большому разбросу точек при построении ИД в координатах Q = f(Рзаб) (тем более для Q = f()).
При малых депрессиях (порядка 0,2…0,3 МПа) разброс точек может быть настолько большим, что индикаторную диаграмму в координатах Q = f(Рзаб) построить не удается. В этих случаях на каждом режиме следует измерять и Рзаб, и Рпл, а индикаторную диаграмму строить в координатах Q = f(). Депрессия, определяемая на каждом режиме, имеет меньшую относительную ошибку, чем Рзаб, т.к. при измерениях за один спуск прибора абсолютные ошибки Рпл и Рзаб примерно одинаковы и поэтому на разность =Рпл-Рзаб почти не влияют. Либо используют не глубинные манометры, а глубинные дифференциальные манометры.
Если процесс фильтрации жидкости в пласте подчиняется линейному закону, т. е. индикаторная линия имеет вид прямой, зависимость дебита гидродинамически совершенной скважины от депрессии на забое описывается формулой Дюпюи
где Q - объемный дебит скважины в пластовых условиях; Рпл - среднее давление на круговом контуре радиуса Rк, rc - радиус скважины, k - проницаемость, h - мощность пласта.
Рис. 4.1.1 - Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб)
Считается, что давление на забое через некоторое время после остановки скважины становится примерно равным среднему пластовому давлению, установившемуся на круговом контуре с радиусом, равным половине среднего расстояния между исследуемой скважиной и соседними, ее окружающими.
Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб) предназначена для оценки величины пластового давления, которое можно определить путем продолжения индикаторной линии до пересечения с осью ординат (рисунок 4.1.2). Это соответствует нулевому дебиту, т. е. скважина не работает и Рзаб Рпл=Рк.
Рис. 4.1.2 - Индикаторная диаграмма Q=f(Рзаб)
Индикаторная диаграмма Q=f() строится для определения коэффициента продуктивности скважин К.
(4.2)
В пределах справедливости линейного закона фильтрации жидкости, т. е. при линейной зависимости Q=f(), коэффициент продуктивности является величиной постоянной численно равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси дебитов (оси абсцисс). По коэффициенту продуктивности скважин, определенному методом установившихся отборов, можно вычислить также другие параметры пласта.
Откуда коэффициент гидропроводности:
И проницаемость пласта в призабойной зоне:
Приведенные выше формулы справедливы для случая исследования гидродинамически совершенной скважины (вскрывшей пласт на всю его толщину и имеющей открыты забой) и измеряемые величны (дебит, динамическая вязкость и др.) приведены к пластовым условиям.
Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (рисунок 4.1.3). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.
Рисунок 4.1.3 - Индикаторные кривые при фильтрации по пласту однофазной жидкости: 1 - установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2- неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q; 3 - нелинейный закон фильтрации.
Искривление индикаторной линии в сторону оси P (рисунок 4.1.4, кривая 2) означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами:
1. Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при котрых линейный закон Дарси нарушается (V>Vкр)
2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Рзаб<Рнас. Чем меньше Рзаб, тем больше радиус этой области.
3. Изменения проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления вследствие изменения Рзаб.
Искривление ИД в сторону оси Q (рисунок 4.1.4, кривая 3) объясняется двумя причинами:
1) некачественные измерения при проведении исследований;
2) неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков.
Продуктивные пласты, как правило, неоднородны. Глубинные дебитограммы для них:
Рисунок 4.1.4 - Глубинные гистограммы продуктивных пластов
Площадь заштрихованного прямоугольника прямо пропорциональна дебиту каждого пропластка. С уменьшением Рзаб (т.е. с ростом P=Рпл-Рзаб) растет работающая толщина пласта (hэф.), откуда по формуле Дюпюи растет. Ошибка в определении пластового давления может привести к искривлению начального участка индикаторной диаграммы, построенной в координатах Q=f().
Рисунок 4.1.5 - Индикаторная диаграмма: 2 - замеренное пластовое давление соответствует фактическому; 1, 3 - замеренное пластовое давление соответственно завышено и занижено против фактического.
Очевидно, если замеренное пластовое давление окажется выше фактического, то построенная индикаторная диаграмма будет располагаться ниже фактической. При этом фактические точки будут располагаться параллельно, но выше построенных по замеренным значениям. Экстраполяция в начало координат создает видимость искривления индикаторной кривой к оси депрессии.
...Подобные документы
Анализ компьютерных технологий геолого-технологических исследований бурящихся нефтяных и газовых скважин. Роль геофизической информации в построении информационных и управляющих систем. Перспективы российской службы геофизических исследований скважин.
практическая работа [32,1 K], добавлен 27.03.2010Методы исследования скважин н технические средства для их осуществления. Электрокаротаж и его разновидности. Результаты реальных исследований скважин при разной обводненности продукции и содержании газа. Подъем жидкости из скважин нефтяных месторождений.
презентация [1,0 M], добавлен 29.08.2015Виды и методика гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации. Обработка результатов исследования нефтяных скважин со снятием кривой восстановления давления с учетом и без учета притока жидкости к забою после ее остановки.
курсовая работа [680,9 K], добавлен 27.05.2019Солянокислотные обработки призабойных зон скважин. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Компрессорный способ освоения фонтанных, полуфонтанных и механизированных скважин.
лекция [803,1 K], добавлен 29.08.2015Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности.
отчет по практике [2,0 M], добавлен 20.03.2012Цели и задачи геофизических исследований газовых скважин. Классификация основных методов исследования по виду и по назначению: акустический, электрический и радиоактивный каротаж скважин; кавернометрия. Схематическое изображение акустического зонда.
реферат [2,0 M], добавлен 21.02.2013Информация, получаемая с помощью гидродинамических исследований. Исследование скважин и пластов на установившихся режимах работы. Условия применения гидродинамических исследований. Обработка результатов исследования скважин методом установившихся отборов.
курсовая работа [69,5 K], добавлен 12.02.2013Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.
отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013Исследование методов вскрытия нефтяных залежей. Освоение скважин. Характеристика процесса технологических операций воздействия на призабойную зону пласта. Измерение давления и дебита скважин. Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр.
контрольная работа [53,2 K], добавлен 21.08.2016Методы выявления и изучения нефтегазонасыщенных пластов в геологическом разрезе скважин. Проведение гидродинамических исследований скважин испытателями пластов, спускаемых на бурильных трубах, интерпретация полученной с оценочных скважин информации.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 20.04.2019Исследование основных способов бурения нефтяных и газовых скважин: роторного, гидравлическими забойными двигателями и бурения электробурами. Характеристика причин и последствий искривления вертикальных скважин, естественного искривления оси скважин.
курсовая работа [2,0 M], добавлен 15.09.2011Гидродинамические исследования скважин и пластов. Схема и фотография глубинного прибора (манометр-термометр). Исследования при неустановившихся отборах. Методы кривой падения давления и кривой восстановления уровня. Способы обработки гидропрослушивания.
презентация [3,3 M], добавлен 26.05.2014Батырбайское месторождение нефти и газа. Краткие сведения из истории геологического изучения района. Гидродинамические и термодинамические методы исследования скважин и пластов. Эксплуатация скважин штанговыми насосами. Условия приема на работу.
отчет по практике [500,8 K], добавлен 08.08.2012Обзор существующих методов оценки производительности горизонтальных нефтяных скважин. Геометрия зоны дренирования. Определение коэффициента фильтрационных сопротивлений. Выявление зависимости дебита от радиуса дренирования и длины горного участка.
доклад [998,2 K], добавлен 27.02.2016Характеристика подземных вод по условиям залегания. Изменение их физических и химических свойств в процессе добычи. Режимы нефтегазоносных пластов. Исследования, связанные с разработкой нефтяных и газовых залежей. Контроль за обводнением скважин.
курсовая работа [298,2 K], добавлен 23.02.2015Общие сведения о промысловом объекте. Географо-экономические условия и геологическое строение месторождения. Организация и производство буровых работ. Методы увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.
отчет по практике [1,0 M], добавлен 22.10.2012Геологическое строение месторождения и залежей. Испытание и опробование пластов в процессе бурения скважин. Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований на Приобском месторождении. Охрана окружающей среды и недр.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 06.03.2010Краткая история развития нефтегазового дела. Понятие и назначение скважин. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений и их эксплуатация. Рассмотрение методов повышения нефтеотдачи.
отчет по практике [1,6 M], добавлен 23.09.2014Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин. Методы вскрытия продуктивного пласта. Оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН. Сбор, подготовка и транспортировка скважинной продукции. Этапы подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 07.07.2015Цикл строительства скважин. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин. Схема скважинной штанговой установки. Методы увеличения производительности скважин. Основные проектные данные на строительство поисковых скважин № 1, 2 площади "Избаскент – Алаш".
отчет по практике [2,1 M], добавлен 21.11.2014
